1机组冷态滑参数启动操作票.docx
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1机组冷态滑参数启动操作票
机组冷态滑参数启动操作票
年月日
序号
操作检查内容
操作检查时间
操作
检查人
一
启动前准备
1
系统恢复
1.1
全面检查所有工作票结束,安全措施拆除。
所有系统各阀门、档板、设备标志正确齐全。
1.2
检查工业水系统管路阀门连接完好。
通知化学开启工业水,检查循环水泵处工业水压力不低于0.2MPa。
1.3
检查仪用压缩空气系统管路阀门连接完好。
检查仪用空压机备用良好。
1.4
若机组全停,首台机组启动时,通知启动锅炉点火,检查辅汽系统管路、阀连接完好,倒好辅汽供汽方式。
1.5
检查循环水系统取水渠水位正常。
1.6
联系化学化验主机、电泵、EH油系统油质合格。
1.7
汽水系统检查:
检查汽水系统管道、阀门齐全,连接完好,阀门开关灵活,门杆无弯曲,卡涩现象,销钉牢固,法兰结合面螺丝拧紧,手轮配套齐全,试验各电动门开关灵活,开度指示及方向正确。
检查系统处于投运前状态。
1.8
汽包就地水位计齐全阀门开关灵活,水位计清晰,严密不漏,水位监视电视镜头良好可用。
检查完后投入水位计。
1.9
检查汽机本体及调节系统各主要仪表齐全,本体、导管及各抽汽管道保温完整。
1.10
通知热工投入汽机侧各气控阀气源控制阀。
1.11
检查凝结水系统管路、阀门及设备连接完好,凝结泵处于备用状态,系统恢复至启动前状态。
1.12
检查凝汽器汽、水侧具备充水条件。
1.13
检查凝汽器补水系统管路、阀门及设备连接良好,100T除盐水箱具备进水条件,系统处于投运前状态。
1.14
检查胶球清扫系统管路、阀门及设备连接完好,系统具备投运条件。
1.15
检查汽机侧低压减温水系统管路、阀门连接良好,系统具备充水条件。
1.16
检查汽机侧真空系统管路、阀门、设备连接完好,处于启动前状态。
系统内水封阀门密封水管路、阀门连接完好,各密封水供水门处于开启状态。
1.17
检查除氧器汽、水系统管路、阀门及设备完好,除氧器具备进水进汽条件,设备具备投运条件。
1.18
检查汽机侧给水系统管路、阀门及设备连接完好。
系统内阀门(包括放水、放空气门)处于投运前状态。
电动给水泵液力偶合器油箱油位正常,电动机空冷器、工作油冷油器及润滑油冷油器处于投运前状态,电泵及前置泵密封水系统、冷却水系统处于投运前状态。
1.19
检查高、低压加热器疏水系统气控阀前、后手动隔离阀开启,汽、水侧及管路放水、放空气门关闭,连续排汽门关闭,启动排汽、充氮保养一、二次门关闭。
1.20
检查汽机侧主、再热蒸汽系统管路、阀门连接完好,主、再热蒸汽各主汽阀、调阀及高排逆止阀处关闭状态,阀门杠杆机构及阀位指示机构连接完好。
管道疏水阀、防进水液位保护罐动作正常,各疏水阀处于关闭位置。
1.21
检查汽机高、低旁路系统管路、阀门连接完好。
旁路控制面板各状态指示正常。
暖管及疏水系统投运正常。
通知热工投入旁路联锁及保护。
1.22
检查高压缸预暖反流阀关闭。
通风阀处于关闭状态。
1.23
检查汽机本体各疏水气控门前手动门开启,气控门、节流件旁路门关闭。
1.24
检查抽汽系统、各段抽汽电动门、逆止门均关闭。
五段抽汽至除氧器、辅助蒸汽联箱逆止、电动门关闭。
再冷段至辅助蒸汽联箱手动门、电动门关闭。
各段抽汽管道疏水阀动作灵活,处于关闭状态。
1.25
检查轴封系统管路、阀门及设备连接完好。
轴封辅助汽源控制站、溢流站气控截止门、调阀关闭,各疏水器前、后手动门稍开,旁路门关闭。
辅助汽源及低压轴封减温水调门动作正常,减温水调阀关闭,前、后手动门关闭。
1.26
检查主机润滑油、调速油、顶轴油系统管路、设备阀门连接完好。
各油泵及盘车备用良好,油箱油位正常,排烟风机正常备用。
冷油器油、水侧具备投运条件。
1.27
检查主机EH油系统管路、阀门、滤网及设备连接完好。
油箱油位正常。
EH油再生装置、EH油泵及EH油再循环泵、EH油再生泵处于良好备用状态。
冷油器油、水侧系统处于投运前状态。
各主汽阀、调阀油动机供油门开启。
高、低压蓄能器压力正常,处于启动前状态。
1.28
检查发电机氢、油水系统管路、阀门及设备连接完好。
系统内各阀门处于投运前状态。
油泵备用完好。
1.29
通知热工投入机侧各辅机设备及系统各监视、调整仪表及电源系统。
1.30
测机侧各380v辅机电动机绝缘合格,送电正常。
1.31
测机侧各6Kv辅机电动机绝缘合格,送电至试验位置,准备做机、炉各联锁试验及辅机联锁试验。
2
机组试验
2.1
辅机试验
2.1.1
联系热工做,BMS、SCS及CCS各项功能试验。
2.1.2
电泵油系统联锁试验,结果:
2.1.3
凝结水泵A、B联锁试验,结果:
2.1.4
循环泵A、B联锁试验,结果:
2.1.5
定冷水泵A、B及定冷水系统联锁试验,结果:
2.1.6
闭式冷却水泵A、B联锁试验,结果:
2.1.7
发电机检漏试验,结果:
2.2
主机试验
2.2.1
主机润滑油系统静、动态连锁试验,盘车连锁试验,结果:
2.2.2
ETS通道试验,(热控进行)结果:
2.2.3
阀门校验,(热控进行)结果:
2.2.4
高压遮断电磁阀试验,结果:
2.2.5
超速限制电磁阀试验,结果:
2.2.6
机、炉、电大联锁试验,(热工进行)结果:
2.3
发-变组系统加入热备用:
(根据典型操作票)
3
系统投入
3.1
检查反冲洗水泵给循环水管道已充水完毕,确认凝汽器甲、乙侧进出水门已开启,启动一台循环水泵。
3.2
联系化学投运除盐水系统,向凝结水贮水箱、真空泵气水分离器、水冷箱等补水至正常水位,并检查水质合格。
3.3
循环水系统投运正常以后,投运开式,闭式冷却水系统,启动闭式冷却水泵_,_泵投备用,检查空压机处冷却水压力正常。
3.4
投入仪用压缩空气系统,维持仪用空气压力0.65MPa以上。
3.5
投入油净化装置。
3.6
启动润滑油系统
1)检查、启动主油箱排烟风机一台,另一台投备用。
2)启动主机交流润滑油泵,油循环提升油温。
注意:
检查润滑油压及各轴承油流正常,油系统无泄漏,交流润滑油泵运行以后,润滑油箱油位应不低于500mm!
3)启动顶轴油泵运行。
注意:
检查顶轴母管压力大于17.0MPa,顶轴油系统无泄漏!
3.7
投入密封油系统。
3.8
进行气体置换,给发电机充氢,检查发电机氢压Mpa,密封油系统运行正常。
3.9
定冷水箱换水合格,投入发电机定子冷却水系统,保持定子冷却水压力低于氢气压力0.03MPa以上,待定冷水质合格,联系测定发电机定子绝缘合格,测发电机励磁回路绝缘合格。
3.10
投入汽机盘车
1)检查盘车电机正常,已送电。
2)确认顶轴油母管压力大于17Mpa,润滑油系统、密封油系统运行正常。
3)检查盘车装置啮合到位。
4)启动盘车电机,盘车启动,检查机组转速54rpm,通流部分无磨擦声,记录盘车电流_A。
注意:
监视并记录盘车电流正常,电流表不摆动!
3.11
此时炉侧按《锅炉上水操作卡》检查锅炉上水系统置上水状态
3.12
检查汽轮机全部疏水阀应打开,全部进汽阀应关闭
3.13
除氧器上水
1)启动凝输泵,检查轴承油位、声音及振动正常,电流不大于137A。
2)缓慢开启CM05门给除氧器上水至2.0米。
3)开启HD51门放水至凝汽器进行冲洗;凝汽器放水至循环水管坑排水坑。
注意:
检查凝汽器及循环水管坑排水坑水位正常!
4)除氧器冲洗合格后,重新上水至2.0米;。
3.14
启动凝结水系统
1)用凝结水输送泵给凝汽器补水冲洗,凝汽器冲洗合格后补水至正常,补水调阀根据需要投自动。
2)缓慢开启CM13门给凝结水系统及减温水系统充压,检查凝结泵密封水、轴承油位、轴承冷却水正常,待低压减温水放空气门流水后关闭。
3)调出凝结水系统画面,选择凝结泵启动,用#4低加出口门前排水门进行凝结水系统冲洗,化学化验水质合格后,向除氧器进水。
注意:
给凝结水系统充水时,检查低压减温水管道放空气充分,不发生水锤振动,凝输泵电机不要过电流!
4)待凝结水压力正常后,投备用泵联锁。
3.15
投入辅汽系统
1)检查辅汽母管已投运正常。
2)稍开辅汽联箱疏水。
3)稍开辅汽联箱进汽电动门暖管30min。
注意:
辅汽联箱及管道不振动!
4)待辅汽联箱温度上升到150℃左右,开启进汽电动门,检查疏水器投入,关闭旁路疏水门。
3.16
辅汽系统投运正常后,开启辅汽联箱至轴封和除氧器供汽总门,稍开辅汽联箱至除氧器供汽电动门暖管,30min后投入除氧器加热。
注意:
检查辅汽联箱至除氧器供汽管道不振动!
3.17
启动给水系统
1)启动电泵辅助油泵,检查油压正常。
2)投入电泵润滑油、工作油冷油器;检查投入电泵相关冷却水、密封水。
3)调出给水系统画面,选择电泵_启动,进行打循环。
3.18
锅炉开始上水。
3.18.1
1)用电泵给锅炉上水。
2)用凝输泵给锅炉上水。
3.18.2
开启给水旁路BF11、BF13电动门,用BF12调门控制上水速度,向锅炉上水,保持水温与锅筒壁温差小于28℃,控制上水时间≮2小时。
主给水管路放空气门冒水后关闭。
注意事项:
如果用凝输泵给锅炉上水时,待上水结束后,严密关闭CM06、CM07门,使高、低压水系统可靠隔离!
3.19
待炉上水至可见水位后(-150MM)停止上水。
3.20
通知除灰除渣专业投入炉底密封。
3.21
启动EH油系统
1)启动抗燃油泵、抗燃油循环泵、抗燃油再生泵,检查油压正常,系统无泄漏;
2)将抗燃油泵置“备用”位;
3)检查DEH油泵画面各泵状态对应,油压正常。
3.22
确认热工已投入TSI、ETS系统,DEH已进入工作状态。
3.23
投入ETS保护(锅炉故障、发电机故障、发电机断水保护、低真空保护暂不投),联系热工确认DEH保护投入。
3.24
汽机抽真空,送轴封蒸汽:
1)向轴加U型水封注水完毕,投入低压缸喷水。
2)关闭真空破坏门。
3)锅炉点火前20分钟,启动两台真空泵,汽机开始抽真空,检查真空逐渐形成。
注意:
检查真空泵汽、水分离器水位正常,真空泵电流,声音及振动正常。
!
4)单操启动一台轴封风机运行,检查风机运行正常,另一台风机投备用。
5)开启轴封供汽隔离门和各疏水阀。
6)稍开轴封供汽调整门。
7)待轴封供汽母管充分暖管后,关其疏水阀。
8)调整轴封供汽母管压力0.105MPa、温度正常。
注意:
调整轴封冒汽正常,高、中、低压轴封处不喷汽水!
9)凝汽器真空达88kPa以上时,可停止真空泵运行,并注意真空变化
10)当凝汽器排汽压力稳至13KPa以上时,投入真空泵联锁。
二
锅炉点火
锅炉点火后,详细检查发-变组系统热备用状态良好。
三
锅炉升温升压
1
油枪投入数目及油压来控制升温升压速度。
在点火初期,升压率应小于0.03MPa/min,升温率应小于0.5℃/min。
注意:
油枪切换及空预器吹灰!
2
在CRT上,将高压旁路阀投入自动方式,检查其开度为零,将高压旁路减温调节阀投入自动方式,检查其开度为零,随着锅炉点火,当过热汽压力达到设定值MPa时,检查高旁阀开启至最小开度(约10%开度),缓慢提高高旁压力设定至冲转压力。
3
在CRT上,将低压旁路阀投入自动方式,检查其开度为零,将低压旁路减温调节阀投入自动方式,检查其开度为零,随着锅炉点火升压,当再热器压力达到设定值MPa时,检查低旁阀开启至最小开度(约10%开度),根据蒸汽升温、升压的要求开大旁路,并逐渐提高低旁压力设定值至冲转压力1.5MPa。
4
汽机高、中压主气门前起压后应检查:
1)主、再热蒸汽管道疏水门开启;
2)维持除氧器压力0.15Mpa。
注意:
检查除氧器不应振动!
3)用旁路系统,控制机侧温升率,不大于1.2℃/min,升压速度不大于0.02MPa/min。
5
确认机组无异常报警信号,对DEH及ETS进行盘面检查正常。
6
汽机挂闸
1)检查抗燃油系统投运正常:
a)抗燃油箱油位、抗燃油压正常
b)抗燃油温度>35℃
2)确认挂闸条件满足:
a)DEH汽机允许挂闸光标亮
b)主蒸汽温度大于主汽门阀壳温度50℃
c)再热蒸汽温度大于中压主汽门阀壳温度50℃
d)主蒸汽和再热蒸汽均有50℃以上过热度
e)汽轮机的有关冲转参数满足
3)打开DEH操作画面上的“TURBINELATCH”窗口,复位ETS,按“LATCHTOTURBINE”下方的“YES”键,投入汽机保安系统,检查系统自动选为“中调门控制”
注意:
机械打闸手柄退出!
4)确认安全油压建立,高、中压主汽门缓慢开启,“汽机跳闸”光字牌灭、CRT“安全油压低”光标灭。
5)确认高压缸倒暖门开启,抽真空阀关闭。
6)做主机跳闸通道模拟试验及各跳闸按钮试验合格。
7)主油箱放水检查无异常。
7
投入连续排污,投入定排减温水系统。
8
视升温情况增投层油枪。
四
汽机冲动
1
试转主机直流润滑油泵运行正常。
2
确认汽机下列保护投入
1)润滑油压低保护。
2)轴向位移大保护。
3)汽机电超速保护。
4)EH油压低保护。
5)DEH所有保护。
3
选择冲动参数
1)主汽压力/温度MPa/℃
2)再汽压力/温度MPa/℃
3)润滑油压力/温度MPa/℃
4)汽缸膨胀左/右mm
5)高压外缸下法兰温度℃
6)汽机偏心um
7)高压/中压/低压缸胀差mm
8)真空KPa
4
确证以下冲转条件满足
1)所有辅助设备及系统运行正常,无禁止启动条件存在。
2)汽轮发电机组已连续盘车12小时以上,且盘车电流、转子晃动度符合要求。
3)冲转参数正常稳定,抗燃油压、抗燃油温正常。
4)蒸汽品质合格。
5
汽机冲动
1)设定中压调门开度限制值为100%,高压调门开度限制值120%。
2)确认DEH调门控制方式为“中调门控制”。
3)设定目标转速为1000rpm,升速率为100rpm。
4)按“GO”键“GO”灯亮,“HOLD”灯灭,注意中压调门慢慢开启,确证机组开始升速。
5)确认盘车装置自动脱扣,脱扣报警发出,并记录脱扣转速rpm。
注意:
盘车应脱开,未脱开时立即打闸,查明原因
6)发电机开始转动后,即认为发电机及其全部设备均已带电,在定子回路及转子回路上除《电业安全工作规程》允许的工作外,其余工作一律禁止。
6
升速
6.1
投入发电机氢气冷却器。
6.2
600rpm应进行下列操作、检查:
1)进行就地打闸试验一次;
2)检查动静部分有无摩擦;各轴承回油正常;
3)注意600rpm下停留不超过5分钟。
6.3
升速至1000rpm暖机30分钟
当高压外缸下法兰金属温度>190℃,设定目标转速为3000rpm;
6.4
升速至3000rpm
1)当转速升至1020rpm时,检查高压缸倒暖门自动关闭,检查高排逆止门关闭,高压缸抽真空阀开启;
2)当转速升至1050rpm时,检查高压主汽门自动关闭。
2)记录过临界时最大振动μm。
3)转速2900rpm顶轴油泵、盘车电机自动停止,投其”TOWORK”,顶轴油泵”STANDBY”。
4)3000rpm定速,全面检查机组无异常,主油泵工作正常,停交流润滑油泵。
注意:
停交流润滑油泵时,注意润滑油压!
5)检查发电机定子冷却水系统的水压、流量、检漏计等均正常,检查发电机氢系统,密封油系统等均应正常。
6)进行润滑油压力开关试验,真空压力开关试验,模拟超速试验。
7)投入各低压加压器运行。
8)联系化学投用精处理装置。
9)凝汽器压力低于13Kpa,投入低真空保护。
五
发电机并网及升负荷
1
发电机并网前汽机侧应做下列试验
1)危急遮断器喷油试验,结果:
2)AST试验,结果:
3)就地、远方打闸试验,结果:
4)润滑油泵、顶轴油泵联起试验,结果:
5)主汽门、调门严密性试验,结果:
6)OPC在线试验,结果:
7)DEH超速保护试验,结果:
8)ETS超速保护试验,结果:
9)机械超速保护试验,结果:
2
确认机组运行正常,无禁止并网条件存在,汇报值长机组并网。
3
投入ETS发电机故障、锅炉故障保护,检查发电机定冷水系统投运正常,投入发电机断水保护。
4
依值长命令,按照典型操作票进行发电机并列,当DEH控制画面允许同期指示灯亮时,投入同期控制方式。
5
升负荷
5.1
发电机并网后,确认机组负荷自动以升负荷率60MW/min升至最低负荷7MW。
一旦机组已经同步且负荷达到7MW,自动同步装置立即关闭,检查DEH同期控制方式自动退出。
注意:
汽包水位调整!
5.2
此时,可投入功率反馈。
5.3
设定升负荷率3MW/min,升负荷至20MW。
5.4
根据真空启动第二台循环泵。
5.5
投入磨煤机灭火蒸汽系统
5.6
视汽温情况投入各级减温水。
5.7
设定升负荷率3MW/min,升负荷至40MW。
5.8
随着负荷的增加,注意低压旁路阀应逐渐关小至全关,此时再热汽压力仍维持在1.5MPa。
5.9
根据低加疏水箱水位及时启动低加疏水泵,检查其运行正常。
5.10
检查高压缸切换条件满足,高压缸允许切换光标亮,进行高、中压缸切换,检查高压主汽门重新开启,抽真空阀自动关闭,高排逆止门自由释放,高压缸投入运行。
注意:
高压缸投运后,高压缸排汽口金属温度应<390℃,否则应适当增加机组负荷。
!
5.11
高、中压缸切换后,稳定负荷暖机20min,检查高压外缸下法兰金属温度>220℃。
5.12
设定升负荷率为3MW/min,继续升负荷,当高压旁路完全关闭后,检查高旁转入跟随方式,同时将高旁温度设定至330℃。
5.13
二次风温150℃后可逐步启动制粉系统,启动第一台磨时,应将水位维持再-50mm。
5.14
当机组负荷>15%额定负荷,五段抽汽压力达0.147MPa时,除氧器汽源由辅汽切至五段抽汽供。
5.15
当机组负荷>20%额定负荷时
1)检查关闭汽机主再蒸汽管道、汽机本体疏水、有关抽汽管道疏水及低压缸喷水阀。
2)投入高加汽侧,注意给水温度及给水流量的变化
5.16
检查冷再压力大于1.3MPa,温度大于320℃时,高压辅汽联箱倒至由再热冷段供汽。
5.17
根据机组情况投入汽机跟随控制方式。
5.18
负荷升至40%额定负荷以上,按照典型操作票进行厂用切换操作。
5.19
当机组负荷达150MW时,启动第二台给水泵。
5.20
机组负荷≥100MW时手动进行30%给水管路至主给水管路切换。
切换完后汽包水位稳定可投入三冲量自动调节。
5.21
检查五段抽汽压力大于0.8MPa时,辅汽联箱倒至由五段抽汽供汽。
5.22
负荷达目标负荷,工况稳定,将单阀切换为顺序阀。
5.23
机组负荷达230MW时,联系热控投入CCS协调
5.24
机组负荷至270MW时,改定压运行。
汇报调度投入AGC控制系统,同时注意AGC负荷指令及机组负荷变化情况。
5.25
AGC负荷指令或负荷需要,将机组负荷升至额定值。
5.26
机组启动正常后进行全面检查一次。
6
汇报值长机组启动正常。
7
结束。
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- 机组 冷态滑 参数 启动 操作
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